3．1．1 输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按350天计算。

3．1．2 管道设计输量应根据设计委托书或设计合同规定的输量确定，设计最小输量应符合安全经济及输送条件。

3．1．3 输油管道宜采用密闭输送工艺。采用其他输送工艺时，应进行技术经济论证，并说明其可行性及必要性。

3．1．4 管输多种油品时宜采用顺序输送工艺。采用专管专用输送工艺时，应进行技术经济论证。

3．1．5 输送工艺方案应根据管道的设计内压力、管径、输送方式、输油站数量、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选确定。

3．1．6 输送工艺设计计算应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输送中瞬变流动过程的控制方法。

3．2．1 原油一般物理性质测定项目应符合本规范附录B的规定；原油流变性测定项目应符合本规范附录C的规定。 

3．2．2 输送方式应根据输送原油的物理性质及其流变性，通过优化确定。原油输送方式应符合下列规定：
    1 输送原油的凝点高于管道管顶埋深处地温时，宜采用加热或对原油进行改性处理后输送，并应符合下列规定：
        1)采用加热输送时，管道沿线各点原油的输送温度宜高于原油凝点3℃～5℃；
        2)采用改性处理输送时，应对改性后原油进行管道输送剪切失效和时效性模拟实验分析。
    2 输送高黏低凝原油时，可采取加热降黏或加剂降黏措施，并应进行加剂剪切失效实验分析。

3．2．3 加热输送的原油管道应符合下列规定：
    1 加热温度应从安全输送和节约能源的角度优选确定。
    2 采用不保温或保温输送方案时，应进行技术经济论证。宜选择加保温层方案，并确定保温层结构和厚度。
    3 加热站和泵站的设置应综合管道的热力条件和水力条件优化确定。

3．2．4 管道顺序输送多种原油时，应符合本规范第3．3节、第6．4节中有关成品油顺序输送工艺的相关规定，并应根据不同原油的物理性质及其流变性确定输送方案。

3．2．5 原油管道根据输送原油的物性及输送要求，可设反输工艺。

3．2．6 管道内输送原油为牛顿流体时，其沿程摩阻损失应按下列公式计算：

    式中：h——计算管段的沿程摩阻损失(m)；
          λ——水力摩阻系数，应按本规范附录D计算；
          l——计算管段的长度(m)；
          d——管道内直径(m)；
          V——流体在管道内的平均流速(m／s)；
          g——重力加速度(9．81m／s²)；
          q_V——流体平均温度下的体积流量(m³／s)。

3．2．7 输油平均温度应按下式计算：

    式中：t_av——计算管段的输油平均温度(℃)，常温输送的输油管道，计算管段的输油平均温度取管中心埋深处的地温；
          t₁——计算管段的起点油温(℃)；
          t₂——计算管段的终点油温(℃)。

3．2．8 当管道内输送原油为幂律流体时，其沿程摩阻损失应按本规范附录E的规定计算。

3．2．9 加热输送的输油管道的沿线温降应按下列公式计算：

    式中：t₁——计算管段的起点油温(℃)；
          t₂——计算管段的终点油温(℃)；
          t₀——埋地管道中心处最冷月份平均地温(℃)；
          l——计算管段长度(m)；
          i——流量为q_m时的水力坡降(m／m)，可近似取计算管段的平均水力坡降；
          g——重力加速度(9．81m／s²)；
          C——输油平均温度下原油的比热容[J／(kg·℃)]；
          K——总传热系数[W／(m²·℃)]；
          D——管道外直径(m)；
          q_m——油品质量流量(kg／s)。

3．3．1 成品油管道输送工艺应根据成品油输量、品种及各品种比例、沿线注入量及分输量确定。

3．3．2 成品油管道最大输送流量应根据输送方式、年输送批次、沿线库容综合确定。

3．3．3 成品油顺序输送管道的设计年循环批次数应经技术经济比较后确定，设计年循环批次数不宜大于30次。

3．3．4 在管道系统分析的基础上，可选择在管道系统适当的中间站场设置一定规模的调节储罐及相关工艺设施。

3．3．5 输送多品种成品油时，宜采用连续顺序输送方式；当采用间歇顺序输送方式时，应采取减少混油量的措施。

3．3．6 当顺序输送多品种成品油管道采用旁接油罐输送工艺时，混油界面通过泵站时应切换成密闭输送方式。

3．3．7 成品油顺序输送管道沿程摩阻损失应按本规范公式(3．2．6-1、3．2．6-2)计算，其雷诺数宜大于本规范公式(3．3．11-3)计算的临界雷诺数。

3．3．8 油品批量输送的排列顺序，宜将油品性质相近的邻近排列。顺序输送的油品中含有较高黏度的油品时，可在该油品的首末段采取适当的隔离措施。

3．3．9 成品油顺序输送管道的输油站间不应设置副管。

3．3．10 站间线路起伏较大的成品油顺序输送管道，宜采取措施使管道在满流状态下运行。

3．3．11 成品油顺序输送管道混油段长度可按下列公式计算：

    式中：C——混油段长度(m)；
          d——管道内径(m)；
          L——计算管段长度(m)；
          q_V——输油平均温度下的体积流量(m³／s)；
          Re——雷诺数；
          Re_lj——临界雷诺数；
          e——自然对数的底，e＝2．718；
          ν_A——前行油品在输送温度下的运动黏度(m²／s)；
          ν_B——后行油品在输送温度下的运动黏度(m²／s)；
          ν——各50％的混油在输送温度下的运动黏度(m²／s)。

3．3．12 成品油顺序输送管道应设混油下载及处理设施。

3．4．1 液化石油气管道输送工艺应按液化石油气输量、组分及各组分比例进行设计。

3．4．2 液化石油气管道应进行水力计算和热力计算。

3．4．3 液化石油气管道的沿程摩阻损失应按本规范公式(3．2．6-1、3．2．6-2)计算，并应取1．1～1．2的流态阻力增加系数。

3．4．4 液化石油气在管道中输送时，沿线任何一点的压力应高于输送温度下液化石油气的饱和蒸气压。沿线各中间泵站的进站压力宜比进站温度下液化石油气的饱和蒸气压力高1MPa，末站进储罐前的压力宜比进站温度下液化石油气的饱和蒸气压力高0．5MPa。

3．4．5 液化石油气在管道内的平均流速，应经技术经济比较后确定，可取0．8m／s～1．4m／s，但最大不应超过3m／s。